國外新型儲能政策研究及對中國儲能發(fā)展的啟示
李敬如, 萬志偉, 宋毅, 孫充勃, 金強
國網(wǎng)經(jīng)濟技術(shù)研究院有限公司，北京 102209
引用本文
李敬如, 萬志偉, 宋毅, 等. 國外新型儲能政策研究及對中國儲能發(fā)展的啟示[J]. 中國電力, 2022, 55(11): 1-9.
LI Jingru, WAN Zhiwei, SONG Yi, et al. Research on new type energy storage policies of overseas countries and inspirations to energy storage development in china[J]. Electric Power, 2022, 55(11): 1-9.
引言
新型儲能作為一種靈活性資源，是支撐新能源大規(guī)模并網(wǎng)的重要技術(shù)手段。近年來，美國、英國、澳大利亞等發(fā)達國家在推動能源低碳轉(zhuǎn)型的過程中，出臺了一系列促進儲能發(fā)展的政策法規(guī)，有效推動了儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。
截至2021年底，全球儲能裝機規(guī)模為25.4 GW（不含抽水蓄能）。其中，中國、美國、英國、澳大利亞占主要份額，裝機規(guī)模分別為5.7 GW、6.5 GW、2.1 GW、1.0 GW，排名世界前十[1]。
根據(jù)美國能源信息署（EIA）公布數(shù)據(jù)，2020—2023年，美國儲能年度新增規(guī)模預(yù)計從1.4 GW增長到5 GW，與風(fēng)、光等新能源年度新增規(guī)模的配置比例由5.6%上升到24.4%[2]。相較而言，中國2021年風(fēng)、光等新能源新增規(guī)模為101 GW，儲能新增規(guī)模為2.45 GW，平均配置比例僅為2.4%[1]，發(fā)展建設(shè)明顯滯后于新能源。
雖然中國的儲能市場規(guī)模龐大，且發(fā)展?jié)摿薮?，但是目前尚處于商業(yè)化初期，市場機制和商業(yè)模式不成熟，市場投資意愿較低，因此，2021年新增儲能中電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能占比較高，分別為41%和35%，用戶側(cè)儲能占比僅為24%，在促進儲能發(fā)展的政策和市場方面與美國、英國、澳大利亞等國家存在明顯的區(qū)別。
1.美國儲能政策
美國近幾年儲能發(fā)展迅速，是全球規(guī)模最大的儲能市場，同時美國也是發(fā)布儲能相關(guān)政策最為活躍的國家，聯(lián)邦和各州從財稅支持政策、參與電力市場機制、明確發(fā)展目標(biāo)等方面，出臺了系列政策、法規(guī)支持儲能發(fā)展。
1.1 財稅支持
美國聯(lián)邦政府層面的財稅支持政策主要包括加速成本回收（MACRS）和投資稅收減免（ITC）兩方面。其中，獨立儲能或者75%以下充電量來自光伏的儲能設(shè)施可享受為期7年的MACRS補貼，75%及以上充電量來自光伏的儲能可享受為期5年的MACRS補貼和最高30%的稅收減免[3]。為進一步激勵獨立儲能發(fā)展，2021年11月美國眾議院通過《Build Back Better》法案，提出5 kW·h以上儲能系統(tǒng)最高可享受30%的稅收減免[4]。
除此之外，美國各州政府也出臺了相應(yīng)的財稅支持政策。2018年11月，馬薩諸塞州通過《太陽能可再生能源目標(biāo)（SMART）》，明確提出為光伏配套的儲能提供最高0.06美元/(kW·h)的發(fā)電補貼[5]。加利福尼亞州2009年將儲能納入自發(fā)電激勵計劃（SGIP）的補貼范圍，并在2021年12月進一步明確儲能安裝補貼標(biāo)準(zhǔn)為0.18~0.5美元/(W·h)[6]。2022年，加利福尼亞州要求所有商業(yè)建筑配置“光伏+儲能”，限制光伏反送電量不超過發(fā)電量的10%。
早期，美國主要對光伏設(shè)施提供財稅補貼，而配套建設(shè)儲能也能享受相應(yīng)的優(yōu)惠，但是近年來，聯(lián)邦政府對獨立儲能更加重視，尤其是在光伏規(guī)模逐漸擴大的情況下，儲能的調(diào)節(jié)能力將會發(fā)揮更大的作用，因此，政府通過獨立儲能優(yōu)惠政策和限制光伏反送等方式鼓勵儲能的建設(shè)。
1.2 市場機制
自2007年起，為促進儲能參與電力市場，美國多次完善電力市場交易機制。美國聯(lián)邦能源管理委員會（FERC）分別于2007年和2008年發(fā)布890號法令和719號法令，要求區(qū)域輸電組織/獨立系統(tǒng)運營商（RTO/ISO）允許儲能進入電力批發(fā)市場。2011年發(fā)布的755號法令、2013年發(fā)布的784號法令和792號法令對儲能參與調(diào)頻服務(wù)做出明確規(guī)定，要求各區(qū)域市場允許儲能參與各類服務(wù)市場并獲得相應(yīng)的收益。美國充分認(rèn)可了儲能作為靈活性調(diào)節(jié)資源對電力系統(tǒng)運行的作用，從聯(lián)邦政策層面確保了用戶投資建設(shè)儲能項目的盈利方式。
雖然FERC在2007—2013年間發(fā)布的各項法令規(guī)定了儲能能夠參與各類電力市場，但是其他法令和RTO/ISO的部分規(guī)定對于儲能參與電力市場有一定限制，市場機制繁瑣復(fù)雜，影響了美國儲能行業(yè)的增長前景。因此FERC在2018年發(fā)布第841號法令，要求RTOs和ISOs消除儲能參與容量市場、能量市場和輔助服務(wù)市場的障礙條款，針對儲能系統(tǒng)的物理、運行特性，建立包含市場規(guī)則在內(nèi)的參與模型，為儲能參與批發(fā)市場創(chuàng)造條件[7]。2020年，F(xiàn)ERC發(fā)布第2222號法令，放開屋頂太陽能、用戶側(cè)儲能等分布式資源進入電力市場，為儲能的成本回收和盈利提供良好的市場環(huán)境[8]。
市場機制的完善對于儲能市場的發(fā)展具有明顯的促進作用，也有利于電力系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性。從區(qū)域分布看，大約74%的大規(guī)模電池儲能部署在RTO/ISO地區(qū)[9]。美國最大的區(qū)域性電力市場（PJM市場）中，電池儲能以調(diào)頻服務(wù)為主，平均持續(xù)放電時間為45 min，2017年為系統(tǒng)提供了46.5%的調(diào)頻需求。加州電力市場中，電池儲能以提升電網(wǎng)可靠性服務(wù)為主，平均持續(xù)放電時間為4 h，2020年8月，極端高溫天氣、新能源出力不穩(wěn)定、靈活性資源不足等因素導(dǎo)致電力供需緊張，加州實施居民用戶輪流停電措施，儲能設(shè)施起到了支撐電網(wǎng)穩(wěn)定運行的作用。
1.3 發(fā)展規(guī)劃
聯(lián)邦政府層面尚未制定明確的儲能發(fā)展目標(biāo)，但IEA對未來幾年的儲能規(guī)模進行了預(yù)測，如圖1所示，預(yù)計到2023年，美國大型儲能總規(guī)模將超過12 GW，其中約40%的大型儲能將部署在加州市場[9]。
美國多個州制定了清潔能源發(fā)展計劃，明確了儲能發(fā)展目標(biāo)，如表1所示。以加利福尼亞州為例，2022年2月，其公共事業(yè)委員會（CPUC）批準(zhǔn)了一項長期清潔能源計劃，提出到2032年新增新能源25.50 GW、儲能14.75 GW。儲能新增規(guī)模達到新能源新增規(guī)模的58%[10]。同時，加利福尼亞州通過自上而下的采購指令，要求PG&E、SCE、SDG&E等公用事業(yè)公司部署電池儲能系統(tǒng)，以推動儲能發(fā)展目標(biāo)的實現(xiàn)。
目前，為滿足新能源快速發(fā)展需求，加利福尼亞州正在積極部署“光伏+儲能”項目，如表2所示，儲能配置比例大多超過40%，充放電時長以4 h為主。
2.英國儲能政策
英國主要依托其成熟的電力市場機制，通過政策不斷完善市場機制，為儲能參與電力市場交易提供良好的市場環(huán)境，對于儲能技術(shù)創(chuàng)新提供資金支持，推動儲能技術(shù)商業(yè)化規(guī)?；l(fā)展。
2.1 完善市場機制
英國電力和燃?xì)馐袌霰O(jiān)管機構(gòu)（Ofgem）最早在2004年修訂的《電力法》中明確規(guī)定發(fā)電行業(yè)的監(jiān)管規(guī)則適用于電力存儲的設(shè)施[11]。但Ofgem對于儲能的定義模糊不清，儲能作為發(fā)電主體和終端用戶，參與市場存在較大的限制。直到2017年，英國商務(wù)能源與產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略部（BEIS）和Ofgem聯(lián)合發(fā)布《Upgrading Our Energy System：Smart Systems and Flexibility Plan》，將儲能作為發(fā)電主體的單一分類，而不是終端消費用戶，強調(diào)了儲能在削峰填谷和電力供應(yīng)保障等方面的作用，計劃在儲能定義、規(guī)劃、并網(wǎng)、補貼、交易機制等方面進行調(diào)整，消除儲能在市場監(jiān)管等方面的障礙，構(gòu)建靈活電力市場機制，推動英國儲能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展[12]。
在市場監(jiān)管方面，英國將50 MW及以上的儲能項目（威爾士地區(qū)為350 MW以上）納入國家重大基礎(chǔ)設(shè)施項目，由中央政府進行統(tǒng)一規(guī)劃審批[12]，延長了大型儲能項目的建設(shè)流程。2020年7月，BEIS取消國家規(guī)劃中對儲能部署容量的限制，允許英格蘭地區(qū)部署50 MW以上儲能、威爾士地區(qū)部署350 MW以上儲能，由地方政府進行規(guī)劃審批，項目規(guī)劃周期預(yù)期縮短3個月以上[13]。
在儲能并網(wǎng)方面，為了實現(xiàn)輸配電網(wǎng)建設(shè)成本的回收，英國國家電網(wǎng)系統(tǒng)運營商向用戶和發(fā)電主體征收平衡服務(wù)系統(tǒng)使用費，由于早期電力法對儲能的定義不清，具備充放電特性的儲能會被雙重收費，產(chǎn)生高額過網(wǎng)費，降低了儲能的實際運營收益。2020年5月，Ofgem明確提出對儲能的電價政策進行修訂，將儲能作為發(fā)電主體，在放電時收取費用[14]。
在參與市場方面，英國儲能項目參與電力市場獲利主要包括峰谷套利、輔助服務(wù)、容量市場等，儲能參與容量市場的收益較低，但是可以同時參與其他電力市場以提高收益。
在峰谷套利方面，目前，英國日前市場的平均價差顯著提高，儲能價格不斷下降，獨立儲能或新能源配套儲能通過平衡單元等負(fù)荷聚合商參與日前市場和平衡市場，已基本具備盈利能力。2022年2月17日的英國日前市場電價如圖2所示，峰谷電價差達到200歐元/(MW·h)，2 h和4 h儲能的平均峰谷套利價差為192歐元/(MW·h)、160歐元/(MW·h)左右。據(jù)測算分析，2、4 h儲能日均套利價差達到149歐元/(MW·h)（約合人民幣1.02元/(kW·h)）、111歐元/(MW·h)（約合人民幣0.76元/(kW·h)），即可實現(xiàn)盈利（目標(biāo)杠桿回報率為10%）。
在輔助服務(wù)方面，英國儲能項目主要參與固定頻率響應(yīng)（FFR）和增強頻率響應(yīng)（EFR）等服務(wù)。FFR要求一次調(diào)頻響應(yīng)時間10 s，持續(xù)時間20 s，二次調(diào)頻響應(yīng)時間30 s，持續(xù)時間30 min[15]，一般由可再生能源、儲能、負(fù)荷參與，2018年，英國國家電網(wǎng)將FFR合同從2年延長至4年，提高了儲能參與FFR的收入穩(wěn)定性。2015年底，英國國家電網(wǎng)引入EFR服務(wù)品種，調(diào)頻響應(yīng)時間1 s以內(nèi)，以實現(xiàn)更短時間的系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)[16]，目前EFR調(diào)頻需求主要由儲能滿足，市場規(guī)模從2016年的200 MW增長到2021年的1.2 GW。
2.2 財政補貼
2019年4月起，英國取消了針對小型低碳能源的上網(wǎng)電價補貼政策（feed in tariff，F(xiàn)IT），戶用光伏平價上網(wǎng)，延緩了戶用光伏市場的增長。在缺乏相應(yīng)財稅補貼的情況下，戶用光伏配套儲能和戶用儲能發(fā)展緩慢，隨著電價差的增大，戶用光儲和儲能將迎來快速增長。
相比之下，英國對于大型儲能和儲能技術(shù)創(chuàng)新提供了一定的資金支持。2017年，英國政府開展法拉第電池挑戰(zhàn)計劃（Faraday Battery Challenge），到2022年累計為儲能項目提供了3.3億英鎊的資金支持，其中1.08億英鎊用于高校等獨立機構(gòu)研究電化學(xué)儲能前沿技術(shù)、市場分析和商業(yè)化等，0.9億英鎊用于商業(yè)合作機構(gòu)研究儲能成本、性能、回收等，1.2億英鎊用于建設(shè)英國電池工業(yè)中心，實現(xiàn)電池產(chǎn)能提升和規(guī)?；蚧季?。2020年11月，英國政府提出的“綠色工業(yè)變革十項關(guān)鍵計劃”[17]中計劃提供1億英鎊支持能量存儲和靈活性創(chuàng)新技術(shù)的研究，以實現(xiàn)高比例可再生能源系統(tǒng)下小時、天、月等不同時間尺度的能量存儲。
3.澳大利亞儲能政策
與美國相似，澳大利亞為了促進儲能的快速發(fā)展，在財稅支持、市場機制和發(fā)展規(guī)劃等方面制定了較為全面的支持政策，但澳大利亞政府對戶用光儲的補貼力度較大，因此戶用儲能的發(fā)展規(guī)模明顯快于大型儲能。
3.1 財稅支持政策
在大型電池儲能項目方面，2012年，澳大利亞可再生能源署（ARENA）成立，為可再生能源技術(shù)從早期的實驗室技術(shù)創(chuàng)新到商業(yè)領(lǐng)域的規(guī)?；瘧?yīng)用提供資金支持。截至2021年，ARENA已累計為39個電池儲能項目提供2.2億澳元資金支持，項目總價值超過9.7億澳元[18]。2022年ARENA明顯加大了對大型儲能的支持力度，公布了新一期的1億澳元儲能項目資金支持計劃，用于建設(shè)電網(wǎng)側(cè)大型儲能，為電網(wǎng)提供調(diào)峰調(diào)頻等系統(tǒng)服務(wù)[19]。2012年，澳大利亞政府發(fā)布了清潔能源金融公司法案，根據(jù)法案成立了清潔能源金融公司（CEFC），計劃拿出100億澳元用于澳大利亞可再生能源、能源效率和低排放技術(shù)的商業(yè)化和部署，同時成立了清潔能源創(chuàng)新基金，為清潔能源項目提供貸款、融資等資金支持，2020—2021年期間，CEFC在可再生能源領(lǐng)域投入超過8.1億澳元。
在戶用光儲和儲能方面，能源市場委員會（AEMC）通過上網(wǎng)電價（FIT）為家庭建設(shè)戶用光伏提供補貼，積極推動屋頂光伏發(fā)展。目前，已有超過30%的家庭安裝屋頂光伏，除此之外，澳大利亞電價近幾年也在不斷上漲，為光伏配套儲能提供了巨大的發(fā)展空間。2021年8月，AEMC規(guī)定電力公司可以調(diào)整光伏上網(wǎng)電價，并在光伏大規(guī)模返送時向光伏用戶征收上網(wǎng)費，激發(fā)了戶用光伏配套儲能的需求[20]。
在市場需求的基礎(chǔ)上，澳大利亞各州政府出臺無息貸款、投資補貼等優(yōu)惠政策，鼓勵戶用型儲能發(fā)展。2021年12月，新南威爾士州政府修訂《Enpowering Homes Solar Battery Loan》計劃，向戶用型光儲、儲能提供最高14 000澳元、9 000澳元的無息貸款[21]。2022年2月，維多利亞州修訂《Solar Victoria》計劃，向用戶提供最高3 500澳元的光伏配套儲能投資補貼[22]；北領(lǐng)地政府制定了《家庭和企業(yè)電池計劃（HBBS）》，為用戶型儲能提供450澳元/(kW·h)、最多不超過6 000澳元的投資補貼[23]。其他各州也紛紛出臺與戶用儲能相關(guān)的補貼政策，進一步推動戶用儲能的規(guī)模化發(fā)展。
3.2 市場機制
澳大利亞的戶用儲能在財政補貼的基礎(chǔ)上，通過峰谷套利、虛擬電廠等方式參與市場并獲取收益，而大型儲能項目則通過參與國家電力市場（NEM）盈利。NEM由澳大利亞政府電力部門在1998年成立，由AEMC負(fù)責(zé)制定規(guī)則、能源監(jiān)管機構(gòu)（AER）進行監(jiān)管、能源市場運營機構(gòu)（AEMO）進行運營，覆蓋澳大利亞6個州及地區(qū)。NEM的市場機制較為成熟，但是針對大型儲能的規(guī)則尚不完善，充放電特性要求儲能在發(fā)電主體和用戶兩種類別進行注冊，雙重收費機制影響了大型儲能參與市場的收益。因此，2021年12月，AEMC規(guī)定儲能可以注冊為綜合資源供應(yīng)商（IRP），作為單一主體參與市場，解決了儲能設(shè)施參與NEM的注冊流程繁瑣、收益降低等問題。
在NEM市場中，大型儲能主要參與輔助服務(wù)市場和電力現(xiàn)貨市場獲取收益，2021年澳大利亞在運儲能項目參與輔助服務(wù)市場以提供頻率控制和輔助服務(wù)（FCAS）為主，儲能時長大多為1~2 h，收入占總收入的80%左右。2021年10月，AEMC將NEM市場結(jié)算機制由30 min調(diào)整為5 min，進一步提高了儲能參與輔助服務(wù)的盈利能力。
在電力現(xiàn)貨市場方面，AEMC規(guī)定電價不得大于15000澳元/(MW·h)，不得小于–1000澳元/(MW·h)，參考NEM公布的實時電價數(shù)據(jù)，峰段電價一般大于600澳元/(MW·h)，谷段電價一般小于300澳元/(MW·h)，基本滿足盈利要求，隨著可再生能源發(fā)電占比增加，電價波動加大，大型儲能通過峰谷套利獲得的收益會進一步提升。
3.3 發(fā)展規(guī)劃
2021年12月，澳大利亞能源市場運營機構(gòu)（AEMO）發(fā)布2022年綜合能源計劃（ISP2022），計劃到2049年儲能規(guī)模接近60 GW，預(yù)測規(guī)模如圖3所示[24]。其中，戶用型儲能（含光儲）占比70%，大型電池儲能占比20%，抽蓄等其他儲能占比10%。
4.中國儲能政策
國內(nèi)儲能發(fā)展起步較晚，從2021年開始，國家發(fā)改委、能源局相繼發(fā)布一系列政策，促進新型儲能發(fā)展。2022年2月，國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》，從電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)3個方面給出了新型儲能規(guī)?；l(fā)展的思路和措施，并在市場體系、價格機制、商業(yè)模式等方向進一步加快新型儲能市場化步伐[25]。2022年6月，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》[26]，進一步明確新型儲能市場定位，建立完善相關(guān)市場機制、價格機制和運行機制，引導(dǎo)新型儲能行業(yè)有序發(fā)展。
在儲能發(fā)展規(guī)劃層面，湖北、浙江、廣東、安徽、河北、內(nèi)蒙古等省市明確提出儲能規(guī)劃，如表3所示，到2025年新型儲能裝機共計39.7 GW。其中青海、甘肅儲能規(guī)模最大，2025年新型儲能預(yù)計裝機6 GW。
在新能源配套儲能方面，目前國內(nèi)光伏、風(fēng)電接入規(guī)模龐大，為確保新能源消納和電網(wǎng)安全，20個?。ㄊ?、自治區(qū)）出臺了集中式風(fēng)電、光伏項目強制配套儲能的政策要求，但儲能配置比例不高，約為10%~20%，配置時長以1~2 h為主。2021年12月，河北省、遼寧省對儲能時長的要求已提高到4 h。同時，少數(shù)地區(qū)出臺了分布式光伏項目配置儲能的政策要求，山東省棗莊市于2021年11月發(fā)布《棗莊市分布式光伏開發(fā)建設(shè)規(guī)范（試行）》，提出按照裝機容量的15%~30%、時長2~4 h配置儲能設(shè)施，或租賃同等容量的共享儲能設(shè)施。
在市場機制方面，國內(nèi)現(xiàn)有儲能設(shè)施主要通過峰谷電價套利、輔助服務(wù)獲取收益。2021年7月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，提出科學(xué)劃分峰谷時段，建立尖峰電價機制，健全季節(jié)性電價機制。根據(jù)各省調(diào)研情況，儲能的建設(shè)成本在1 700元/(kW·h)左右，每天充放電2次，分別在谷段和平段充電，在峰段放電，投資回收期為6~8年。2021年12月，國家能源局發(fā)布《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》以及《電力輔助服務(wù)管理辦法》，明確將用戶側(cè)新型儲能納入提供輔助服務(wù)的主體范圍，并在原有調(diào)頻調(diào)峰的基礎(chǔ)上，增加了爬坡、黑啟動等輔助服務(wù)品種。大多省份（區(qū)域）也出臺了儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)相關(guān)辦法和運營規(guī)則。參與調(diào)峰的儲能準(zhǔn)入門檻規(guī)模均在5 MW/10 MW·h及以上，申報價格上限以0.4~0.6元/(kW·h)居多。
在補貼方面，目前有3個省份及10個地市明確了通過地方財政對儲能項目給予補貼。青海省對“新能源+儲能”“水電+新能源+儲能”項目中自發(fā)自儲設(shè)施所發(fā)售的省內(nèi)電網(wǎng)電量，給予0.10元/(kW·h)運營補貼（經(jīng)省工業(yè)和信息化廳認(rèn)定使用本省產(chǎn)儲能電池60%以上的項目，在上述補貼基礎(chǔ)上，再增加0.05元/(kW·h)補貼），補貼期2年。浙江省對調(diào)峰項目（年利用小時數(shù)不低于600 h）給予容量補償，補償標(biāo)準(zhǔn)逐年退坡，補貼期暫定3年（按200元/(kW·年)、180元/(kW·年)、170元/(kW·年)退坡）。目前來看，政府補貼仍是小范圍采用的激勵政策，補貼期普遍為2~3年，是當(dāng)前儲能商業(yè)模式尚不足以回收投資情況下不得已而采取的輔助措施。
5.國外儲能發(fā)展對中國的借鑒和啟示
5.1 國內(nèi)外儲能政策總結(jié)
隨著各國碳排放目標(biāo)的確立，新能源發(fā)展不斷提速，儲能在電力系統(tǒng)中的作用日益凸顯。美國、英國、澳大利亞等國在財稅支持、發(fā)展規(guī)劃、市場機制等方面的政策有效促進了儲能的進一步增長，而中國雖然起步較晚，規(guī)模增長迅速，但在政策上存在相似的一些特點和各自的優(yōu)勢。
（1）各類儲能政策的適用范圍和局限性有所不同。
財稅支持政策是在儲能成本較高、投資經(jīng)濟性較低的起步階段下采取的短期激勵性政策，主要適用于戶用儲能和前沿示范儲能技術(shù)的研究，推動效果顯著，以澳大利亞為例，在各州補貼政策刺激下，戶用儲能裝機規(guī)模在2021年底達到132 6 MW。但財稅補貼應(yīng)當(dāng)作為儲能發(fā)展階段的過渡性措施，隨著儲能規(guī)模不斷增長需要逐步退出，澳大利亞各州的財稅補貼呈梯度式下降，實現(xiàn)了戶用儲能增長的平滑過渡，而英國財稅補貼的直接退出則導(dǎo)致了戶用儲能發(fā)展的停滯。國內(nèi)目前對儲能的補貼政策較少，且居民用戶電價差小，收益低，戶用儲能整體發(fā)展緩慢。
儲能發(fā)展規(guī)劃是考慮國家及地區(qū)電力發(fā)展布局制定的長期計劃，主要適用于對儲能的整體布局，輔助相關(guān)政策的制定。美國加州的采購指令和國內(nèi)新能源配套儲能的政策規(guī)定，可以有效推動電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能的建設(shè)，因此國內(nèi)電源側(cè)及電網(wǎng)側(cè)的儲能累計規(guī)模占比達到70%。但在英國、澳大利亞政府未做強制約束的情況下對儲能的促進作用不明顯。
市場機制主要面向參與各類電力市場的儲能，通過完善電能量市場、輔助服務(wù)市場可以有效提升儲能的經(jīng)濟性，通過市場手段滿足電力系統(tǒng)的各類需求。以美國為例，大部分儲能都布置在電力市場完善區(qū)域，加州市場更是占比接近40%，有效滿足供電可靠性提升、調(diào)峰調(diào)頻、新能源消納等需求。相比之下，國內(nèi)電力市場尚不完善，參與電力市場的限制較多，用戶側(cè)儲能主要通過峰谷套利獲取收益，僅部分地區(qū)的電價差能夠收回成本，用戶投資儲能的積極性較低，儲能的靈活調(diào)節(jié)作用無法充分發(fā)揮。
（2）儲能支持政策需要與儲能發(fā)展階段、電力發(fā)展布局相適應(yīng)。
從儲能發(fā)展階段看，早期儲能規(guī)模較小，以試驗應(yīng)用為主，建設(shè)投資成本較高，市場參與度較低。因此，雖然美國和英國分別在2007年和2004年對儲能參與電力市場進行規(guī)定，但參與市場的限制和障礙較多。為鼓勵儲能發(fā)展，美國和澳大利亞分別在2009年和2012年出臺財稅支持政策。隨著儲能成本下降，進入快速增長期，參與電力市場以提升收益的需求增加，美國、英國、澳大利亞相繼發(fā)布法令將儲能視為獨立市場主體，簡化流程，掃清參與市場的障礙。近兩年，儲能進入規(guī)?；l(fā)展階段，美國各州、澳大利亞將儲能納入能源發(fā)展計劃，對未來不同階段的儲能規(guī)模提出要求。
從電力發(fā)展布局看，儲能發(fā)展與新能源發(fā)電的快速增長密切相關(guān)。以美國為例，2019—2021年，風(fēng)、光等清潔能源新增裝機規(guī)模占新增總裝機規(guī)模的比例分別為65%、78%、70%左右，基本保持大規(guī)模開發(fā)、高比例接入的趨勢。預(yù)計2022—2023年，清潔能源新增裝機占比將維持在63%左右。在清潔能源快速發(fā)展的驅(qū)動下，儲能進入快速發(fā)展階段，2019—2021年，新增裝機規(guī)模分別為500 MW、1 500 MW、4 300 MW左右。預(yù)計2022—2023年，儲能新增裝機規(guī)模將維持在每年5 000 MW左右，其中60%的儲能為光伏配套儲能項目。澳大利亞則在戶用光儲方面具有良好的發(fā)展基礎(chǔ)，截至2021年底，已有超過30%的澳洲家庭安裝了屋頂光伏，結(jié)合各州的補貼政策，戶用儲能將會成為澳大利亞儲能規(guī)模增長的主力。
中國新型儲能正在經(jīng)歷從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展的轉(zhuǎn)變階段，建設(shè)投資成本下降，峰谷套利商業(yè)模式在部分電價差較高地區(qū)已可以實現(xiàn)盈利，各省也相繼出臺了新能源和儲能的發(fā)展規(guī)劃，確保電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能的有序健康發(fā)展，但在財稅支持和市場機制方面，各地的補貼政策差別較大，2022年6月發(fā)文確定獨立儲能可作為市場主體參與電力市場，且中國的電力市場發(fā)展時間較短，機制尚不完善，用戶側(cè)儲能尚未迎來快速發(fā)展期。而在電力發(fā)展布局方面，隨著碳達峰、碳中和目標(biāo)的確立，新能源發(fā)電快速增長，分布式新能源滲透率不斷上升，部分地區(qū)出現(xiàn)功率倒送、反向重過載等現(xiàn)象，亟須儲能等靈活性資源實現(xiàn)新能源就地就近消納、區(qū)域電力電量平衡。
5.2 對中國儲能發(fā)展的啟示
美國、英國、澳大利亞等國在支持儲能發(fā)展政策方面的探索，對中國科學(xué)穩(wěn)妥推動儲能發(fā)展具有一定的借鑒意義。
一是探索研究適用可行的儲能財稅支持政策。目前儲能成本較高，國內(nèi)主要通過政策等形式推動儲能建設(shè)，用戶投資意愿較低，應(yīng)當(dāng)借鑒美國、澳大利亞成功經(jīng)驗，結(jié)合中國新能源配套、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)等各類儲能的發(fā)展需求和成本下降趨勢，深入研究儲能投資補貼、稅收抵免、無息貸款等財稅支持政策的可行性與合理補貼標(biāo)準(zhǔn)，充分調(diào)動儲能投資的積極性。
二是推動儲能作為獨立市場主體參與統(tǒng)一電力市場交易。目前國內(nèi)正在逐步推動儲能參與電力市場，但是相應(yīng)的政策和參與機制尚不明確，用戶普遍傾向于自充自用的方式。中國應(yīng)當(dāng)加快推進儲能參與各類電力市場準(zhǔn)入條件、交易價格機制研究，探索面向儲能的市場主體類別、參與市場模型，研究建立新型儲能參與電力市場價格形成機制，以市場手段驅(qū)動儲能規(guī)模化發(fā)展。
三是探索新型儲能參與市場的商業(yè)模式。目前國內(nèi)新型儲能盈利方式較為單一，在參與峰谷套利的情況下，無法參與輔助服務(wù)等其他市場，限制了儲能的收益。對于部分規(guī)模較小儲能，參與市場帶來的收益也無法回收建設(shè)改造成本，因此需要在原有運營模式的基礎(chǔ)上，進一步探索聚合商、共享儲能、虛擬電廠等模式，豐富市場參與方式和運營模式。
四是明確分布式新能源配套儲能的科學(xué)比例。近幾年，分布式光伏規(guī)?？焖僭鲩L，預(yù)計到2025年將超過1.8億 kW，對配電網(wǎng)運行控制產(chǎn)生較大的影響，可能產(chǎn)生反向重過載等問題，但政策上尚未對分布式光伏配置儲能做出規(guī)定。結(jié)合分布式新能源開發(fā)規(guī)模、發(fā)電特性、接入方式，開展配電網(wǎng)消納能力研究，據(jù)此因地制宜提出儲能配置比例范圍和運行控制基本要求，切實推動配電系統(tǒng)“源網(wǎng)荷儲”協(xié)同發(fā)展。
